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NORMA DE DISTRIBUIÇÃO UNIFICADA – NDU-006

CRITÉRIOS BÁSICOS PARA ELABORAÇÃO DE PROJETOS DE REDES DE DISTRIBUIÇÃO AÉREAS

URBANAS

______________________________________________________________________________________ NDU-006 VERSÃO 4.0 FEVEREIRO/2017

SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................. 1 2. APLICAÇÃO ..................................................................................................................... 1 3. TENSÕES DE FORNECIMENTO .................................................................................... 1 4. DEFINIÇÕES ................................................................................................................... 2 4.1. Alimentador de Distribuição .......................................................................................... 2 4.2. Alimentador Exclusivo ................................................................................................... 2 4.3. Carga Instalada ............................................................................................................. 2 4.4. Circuito Secundário de Distribuição .............................................................................. 2 4.5. Condomínio ................................................................................................................... 2 4.6. Condomínio edificado ................................................................................................... 2 4.7. Condomínio não edificado ............................................................................................ 2 4.8. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica ........................ 3 4.9. Consumidor Atendido ................................................................................................... 3 4.10. Demanda ................................................................................................................... 3 4.11. Demanda Diversificada .............................................................................................. 3 4.12. Demanda Máxima ...................................................................................................... 3 4.13. Derivação de Distribuição .......................................................................................... 3 4.14. Empreendimento Habitacional Urbano de Interesse Social ....................................... 3 4.15. Fator de Agrupamento de Medidores ........................................................................ 4 4.16. Fator de Carga........................................................................................................... 4 4.17. Fator de Coincidência ................................................................................................ 4 4.18. Fator de Demanda ..................................................................................................... 4 4.19. Fator de Diversidade ................................................................................................. 4 4.20. Fator de Potência ...................................................................................................... 4 4.21. Fator de Utilização ..................................................................................................... 5 4.22. Rede de Distribuição para Iluminação Pública .......................................................... 5 4.23. Loteamento ................................................................................................................ 5 4.24. Ramal de Alimentador ............................................................................................... 5 4.25. Ramal de Ligação ...................................................................................................... 5 4.26. Rede de Distribuição ................................................................................................. 5 4.27. Rede de Distribuição Urbana - RDU .......................................................................... 5 4.28. Rede Primária ............................................................................................................ 6 4.29. Rede Secundária ....................................................................................................... 6 4.30. Regularização Fundiária de Interesse Social ............................................................ 6 4.31. Tensão Secundária de Distribuição ........................................................................... 6 4.32. Tensão Primária de Distribuição ................................................................................ 6 4.33. Tronco do Alimentador .............................................................................................. 6 5. TIPOS DE PROJETOS .................................................................................................... 7 5.1. Projetos de Rede Nova ................................................................................................. 7 5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Primária .............................................. 7 5.3. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Secundária .......................................... 7 5.4. Projetos de Reforma/Melhoramento de Rede ............................................................... 7 5.5. Projetos de Reforço ...................................................................................................... 7


5.6. Projetos em Loteamento e Assentamento de Interesse Social em Área Urbana .......... 8 6. CONSIDERAÇÕES BÁSICAS PARA OTIMIZAÇÃO DE PROJETOS DE REDE ............ 8 DE DISTRIBUIÇÃO ................................................................................................................ 8 6.1. Critérios Otimizados de Projetos ................................................................................... 9 7. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES .................................................................... 10 7.1. Mapas e Plantas ......................................................................................................... 10 7.2. Levantamento da Carga e Determinação de Demandas ............................................ 10 7.3. Determinação de Demanda nas Unidades Consumidoras já Ligadas ........................ 10 7.4. Determinação de Demandas para Novas Unidades Consumidoras ........................... 11 8. LOCAÇÃO DE POSTES ................................................................................................ 13 8.1. Marcação .................................................................................................................... 13 8.2. Localização ................................................................................................................. 13 8.3. Disposição .................................................................................................................. 15 8.4. Vão ............................................................................................................................. 16 8.5. Outros Cuidados a Serem Observados Durante a Locação ....................................... 16 8.6. Afastamentos Mínimos................................................................................................ 17 9. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO ................................................................................. 17 9.1. Rede Primária ............................................................................................................. 18 9.2. Transformador de Distribuição .................................................................................... 30 9.3. Rede Secundária ........................................................................................................ 31 9.4. Previsão de Crescimento de Carga ............................................................................ 37 10. DIMENSIONAMENTO MECÂNICO ............................................................................ 38 10.1. Posteação ................................................................................................................ 38 11. RELAÇÃO DE MATERIAL E ORÇAMENTO .............................................................. 43 11.1. Relação de Material ................................................................................................. 43 11.2. Mão-de-Obra ........................................................................................................... 44 11.3. Projeto e Orçamento em Estrutura com Uso Mútuo ................................................ 44 12. LEVANTAMENTO DE CAMPO ................................................................................... 45 13. APRESENTAÇÃO DO PROJETO .............................................................................. 45 13.1. Desenho .................................................................................................................. 47 13.2. Relação de Material e Orçamento ........................................................................... 49 13.3. ART – Anotação de Responsabilidade Técnica ...................................................... 49 13.4. Memorial Descritivo ................................................................................................. 49 13.5. Diagrama Unifilar ..................................................................................................... 49 13.6. Autorização de Passagem ....................................................................................... 49 13.7. Travessias ............................................................................................................... 50 13.8. Desenhos Especiais ................................................................................................ 50 14. PROJETOS DE RDU ELABORADOS POR TERCEIROS .......................................... 50 15. NOTAS COMPLEMENTARES .................................................................................... 51 16. ANEXO I – PEDIDO DE APROVAÇÃO DE PROJETO .............................................. 52 17. ANEXO II – FISCALIZAÇÃO E/OU CONCLUSÃO DE OBRA .................................... 53 18. ANEXO III – MEMORIAL DESCRITIVO (MODELO) ................................................... 54 19. ANEXO IV – AUTORIZAÇÃO DE PASSAGEM .......................................................... 56 20. TABELAS .................................................................................................................... 57 21. DESENHOS .............................................................................................................. 125


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1. INTRODUÇÃO

Essa norma tem por objetivo estabelecer os requisitos mínimos necessários para

elaboração de projetos de redes aéreas de distribuição urbanas, na classe de tensão

15/25/34,5kv, em toda área de concessão do Grupo ENERGISA, de modo a assegurar as

condições técnicas, econômicas e de segurança necessárias ao adequado fornecimento de

energia elétrica.

2. APLICAÇÃO

Aplica-se aos projetos de redes novas, reformas/melhoramentos, extensões, e

reforços de rede, apresentando os critérios básicos para levantamento de carga,

dimensionamento elétrico e mecânico, proteção, interligação, seccionamento, além de

metodologia para elaboração, apresentação e aprovação de projetos na ENERGISA.

3. TENSÕES DE FORNECIMENTO

Esta padronização se aplicará em redes de distribuição tanto de características urbanas

como rurais, para circuitos monofásicos, bifásicos e trifásicos, nas tensões primárias e

secundárias de acordo com as Concessionárias de Energia do grupo Energisa.

Tensão Primária

TENSÃO (KV) Empresa

34,5 / 19,9 EMS EMT ESS ETO

22,0 / 12,7 EMG

13,8 / 7,96 EBO EMS EMT EPB ESE ESS ETO

11,4 / 6,58 EMG ENF ESS

Tensão Secundária

Tensão (V) Empresa

440 / 220 ETO

380 / 220 EBO ENF EPB ETO

254 / 127 EMT ESS

230 / 115 ESS

220 / 127 EMG EMS ESE ESS

Legenda:

EBO – Energisa Borborema

EMG – Energisa Minas Gerais

EMS – Energisa Mato Grosso do Sul

EMT – Energisa Mato Grosso

ENF – Energisa Nova Friburgo

EPB – Energisa Paraíba

ESE – Energisa Sergipe


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ESS – Energisa Sul Sudeste (compostas pelas concessionárias: Caiuá Distribuição de Energia S.A., Companhia Força e Luz do Oeste, Companhia Nacional de Energia Elétrica, Empresa de Distribuição de Energia Elétrica Vale Paranapanema S.A. e Empresa Elétrica Bragantina.) ETO – Energisa Tocantins

4. DEFINIÇÕES

4.1. Alimentador de Distribuição

Parte de uma rede primária numa determinada área de uma localidade que alimenta,

diretamente ou por intermédio de seus ramais, transformadores de distribuição da

concessionária e/ou de consumidores.

4.2. Alimentador Exclusivo

Alimentador de distribuição sem derivações ao longo de seu percurso que atende

somente a um ponto de entrega.

4.3. Carga Instalada

Somatório das potências nominais de uma unidade consumidora, excluindo-se os

equipamentos de reserva.

4.4. Circuito Secundário de Distribuição

Parte de uma rede secundária associada a um transformador de distribuição.

4.5. Condomínio

Edificações ou conjunto de edificações, de um ou mais pavimentos construídos sob a

sob a forma de unidades isoladas entre si, destinadas a fins residenciais ou não

residenciais, em loteamento com áreas de uso comuns e administração, regidas de acordo

com a lei em vigor.

4.6. Condomínio edificado

Condomínio com todos os serviços de infraestrutura (água, energia elétrica, telefone,

pavimentação e outros) e residências construídas. (Nota: Nos condomínios edificados são

colocadas à venda as residências para ocupações imediatas).

4.7. Condomínio não edificado

Condomínio somente com os serviços de infraestrutura (água, energia elétrica,

telefone, pavimentação e outros) construídos. (Nota: Nos condomínios não edificados são


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colocados à venda terrenos, sendo de responsabilidade dos compradores as futuras

construções das residências e as ligações dos serviços de infraestrutura).

4.8. Concessionária ou Permissionária de Distribuição de Energia Elétrica

Agente titular de concessão ou permissão Federal para prestar o serviço público de

distribuição de energia elétrica, referenciada, doravante, apenas pelo termo:

Concessionária.

4.9. Consumidor Atendido

Titular de Unidade Consumidora atendida diretamente por sistema da

Concessionária, conforme regulamentação da Agência Nacional de Energia Elétrica -

ANEEL.

4.10. Demanda

Soma das potências elétricas instantâneas médias solicitadas por consumidores,

durante um período de tempo especificado.

4.11. Demanda Diversificada

Demanda média de um consumidor em um grupo de consumidores de mesma

classe, tomando em conjunto a soma das demandas máximas individuais, dividida pelo

número de consumidores considerados.

4.12. Demanda Máxima

Maior demanda verificada durante um período de tempo especificado.

4.13. Derivação de Distribuição

Ligação feita em qualquer ponto de uma rede de distribuição para um alimentador,

ramal de alimentador, transformador de distribuição ou ponto de entrega.

4.14. Empreendimento Habitacional Urbano de Interesse Social

Empreendimentos habitacionais destinados predominantemente às famílias de baixa

renda, em uma das seguintes situações:

a) implantados em zona habitacional declarada por lei como de

interesse social; ou


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b) promovidos pela União, Estados, Distrito Federal, Municípios ou

suas entidades delegadas, estas autorizadas por lei a implantar projetos de

habitação, na forma da legislação em vigor; ou

c) construídos no âmbito de programas habitacionais de interesse

sociais implantados pelo poder público.

Nota: Conforme Resolução Normativa ANEEL nº 414 de 09 de Setembro de 2010.

4.15. Fator de Agrupamento de Medidores

Esse fator leva em consideração a diversificação das cargas e a coincidência das

demandas máximas dos consumidores individuais da edificação de uso coletivo, que

definirão a demanda dessa edificação.

4.16. Fator de Carga

Razão da demanda média pela demanda máxima ocorrida no mesmo intervalo de

tempo especificado.

4.17. Fator de Coincidência

É o inverso do fator de diversidade.

Fc = 1 / Fdi

4.18. Fator de Demanda

Razão da demanda máxima pela carga instalada do sistema ou da instalação

considerada:

FD = Dmáx. / Cinst

4.19. Fator de Diversidade

Razão entre a soma das demandas máximas individuais de um determinado grupo

de consumidores e a demanda máxima real total desse mesmo grupo, ou a razão entre a

demanda máxima de um consumidor e a sua demanda diversificada:

Fdi = Dmáx. indiv. / Dd

4.20. Fator de Potência

Razão entre a potência ativa (kW) e a potência aparente (kVA) da instalação:


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FP = Pativa / Paparente

4.21. Fator de Utilização

Razão da máxima demanda verificada pela capacidade nominal de um sistema.

4.22. Rede de Distribuição para Iluminação Pública

Parte de uma rede de distribuição destinada a iluminação de avenidas, ruas, praças,

etc., incluindo condutores (específicos para esse fim), comandos, braços, postes

ornamentais, luminárias, lâmpadas, etc.

4.23. Loteamento

Subdivisão da gleba em lotes destinados a edificação, com abertura de novas vias de

circulação, de logradouros públicos ou prolongamento, modificação ou ampliação das vias

existentes, nos termos das leis em vigor.

4.24. Ramal de Alimentador

Parte de um alimentador de distribuição que deriva diretamente do tronco do

alimentador.

4.25. Ramal de Ligação

Conjunto de condutores e acessórios instalados entre o ponto de derivação da rede

da Concessionária e o ponto de entrega.

4.26. Rede de Distribuição

Conjunto de redes elétricas com equipamentos e materiais diretamente associados,

destinado à distribuição de energia elétrica.

4.27. Rede de Distribuição Urbana - RDU

Rede de distribuição situada dentro do perímetro urbano de cidades, vilas,

assentamentos e povoados.


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4.28. Rede Primária

Parte de uma rede de distribuição que alimenta transformadores de distribuição e/ou

pontos de entrega sob a mesma tensão primária nominal.

4.29. Rede Secundária

Parte de uma rede de distribuição alimentada pelos secundários dos transformadores

de distribuição.

4.30. Regularização Fundiária de Interesse Social

Regularização fundiária de ocupações inseridas em parcelamentos informais

ou irregulares, localizadas em áreas urbanas públicas ou privadas, utilizadas

predominantemente para fins de moradia por população de baixa renda, na forma

da legislação em vigor; conforme resolução normativa ANEEL.

4.31. Tensão Secundária de Distribuição

Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores

padronizados inferiores a 1kV.

4.32. Tensão Primária de Distribuição

Tensão disponibilizada no sistema elétrico da concessionária, com valores

padronizados iguais ou superiores a 1 kV.

4.33. Tronco do Alimentador

Parte de um alimentador de distribuição que transporta a parcela principal da carga

total. Normalmente é constituído por condutor de bitola mais elevada, caracterizado por um

dos seguintes fatores:

Transporte do total ou de parcela ponderável da carga servida pelo alimentador.

Alimentação ao principal consumidor do alimentador.

Interligação com outro alimentador, permitindo transferência de carga entre os alimentadores.

Vão - Distância horizontal entre dois suportes consecutivos de uma linha aérea.

Vão Básico do Gabarito - Vão adotado na elaboração da tabela de flechas, a

partir da tração horizontal correspondente, para construção do gabarito.


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Vão Ancorado - Vão compreendido entre duas estruturas de ancoragem.

Vão Contínuo - Série de 02 (dois) ou mais vãos compreendidos entre estruturas

de ancoragem.

Vão Regulador - Vão fictício, mecanicamente equivalente a uma série de vãos

contínuos, compreendidos entre estruturas ancoradas, e que serve para a definição

do valor do vão para tração de montagem.

5. TIPOS DE PROJETOS

Os projetos de RDU são executados para os seguintes tipos de obras:

5.1. Projetos de Rede Nova

Visa à implantação de todo o sistema de distribuição para o atendimento a uma

determinada localidade (vila, povoado, distrito, etc.).

5.2. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Primária

Novo circuito de rede primária ou acréscimo de um trecho de rede primária de

distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.

5.3. Projetos de Extensão de Rede de Distribuição Secundária

Novo circuito de rede secundária ou acréscimo de um trecho de rede secundária de

distribuição, inclusive adição de fases, construído a partir de um ponto da rede existente.

5.4. Projetos de Reforma/Melhoramento de Rede

Visa a substituição de parte ou mesmo total da rede existente, por motivo de

segurança, evolução tecnológica, qualidade de serviço, saturação, adequação das

instalações ao meio ambiente ou adequações às modificações características topográficas

de um determinado local (afastamento de rede, deslocamento de postes, etc.).

5.5. Projetos de Reforço

Visam as mudanças das características físicas da rede existente visando aumentar a

sua capacidade.


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5.6. Projetos em Loteamento e Assentamento de Interesse Social em Área Urbana

O projeto de rede de energia elétrica para atendimento de unidades consumidoras

situadas em empreendimentos habitacionais urbanos de interesse social ou em

regularização fundiária de interesse social, destinados às classes de baixa renda, deverá

ser elaborado para rede aérea nua nas tensões primárias, podendo ser instalado rede aérea

compacta protegida em casos específicos, e rede secundária multiplexada nas tensões

secundárias. O projeto compreenderá obras de distribuição até o ponto de entrega, não

incluindo o sistema de iluminação pública ou de iluminação das vias internas.

Conforme resolução normativa ANEEL.

Para Energisa Sul Sudeste, Energisa Tocantins, Energisa Minas Gerais e Energisa Nova

Friburgo o projeto deverá ser elaborado apenas em rede aérea compacta protegida para

tensão primária.

6. CONSIDERAÇÕES BÁSICAS PARA OTIMIZAÇÃO DE PROJETOS DE REDE

DE DISTRIBUIÇÃO

O dimensionamento elétrico é definido sobre os parâmetros: perdas, queda de

tensão, índice de desequilíbrio e o limite térmico dos cabos.

Os dimensionamentos dos circuitos das redes de distribuição de média tensão e

baixa tensão deverão prever também o crescimento vegetativo para a região que os

mesmos atendem.

Em bairros residenciais estáveis, onde a possibilidade de grandes alterações nos

tipos de carga é pequena, pode-se reduzir ao mínimo o custo da instalação e da operação

da rede de distribuição com o menor número possível de transformadores e menor

extensão de rede primária, com o uso de circuitos secundários e seções maiores,

respeitando-se os valores máximos de queda de tensão e o comprimento máximo radial de

200m, (para as tensões de 220/127V ou 254 / 127V ou 230 /115V e de 400m para as

tensões de 380/220V.

Exceto em casos de múltiplas unidades consumidoras (condomínios verticais), a

potência dos transformadores instalados fica limitada a 75kVA, visando minimizar os

impactos nos indicadores de continuidade

Em bairros comerciais ou com pequenas indústrias ligadas a rede secundária, é

conveniente que se tenha a rede primária estendendo-se por um número maior de ruas e


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com um número maior de transformadores, postes com altura mínima de 11m, e condutores

da rede secundária com seções maiores. Isso fará com que se reduza os ônus devido a não

necessidade de substituição antes do término da sua vida útil, tornando-se a rede mais

flexível para futuras alterações.

6.1. Critérios Otimizados de Projetos

a) As seguintes prioridades deverão ser seguidas nas análises e estudos de

extensões, reforma/melhoramento e reforço de rede:

Solicitação de clientes;

Reclamação de clientes;

Queda de tensão e as perdas decorrentes;

DEC – FEC – DIC – FIC;

Carregamento;

Índice de desequilíbrio;

Aspectos de segurança (exemplo: afastamento de rede).

b) No caso do projeto ser elaborado pela concessionária, deverá ser maximizada a

utilização do Sistema de Informação Geográfica, simulando situações cabíveis aos projetos

e estudos como, por exemplo, capacidade de corrente dos cabos, carregamento das

transformadores e queda máxima de tensão admissível..

c) Para a adequação dos níveis de tensão deverão ser consideradas as seguintes

possibilidades:

Remanejamento de cargas para circuitos adjacentes.

Promover a re-divisão de circuitos.

Substituir os transformadores sobrecarregados e subcarregados. A

concessionária deverá proceder a identificação dos transformadores

sobrecarregados ou subcarregados nas proximidades, para que se possa efetivar

o devido remanejamento..

Balanceamento dos circuitos em desequilíbrio.


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d) Deverão ser mantidos na rede os ramais de ligação multiplexados em bom

estado, nos projetos de substituição de cabo nu para cabo multiplexado ou cabo

concêntrico.

e) Durante a elaboração de projetos de extensão de redes de distribuição, a

extensão futura deverá prever a possibilidade de futuros atendimentos, de modo que seja

possível o atendimento imediato das unidades consumidoras solicitantes e posteriormente

das demais que irão solicitar a ligação de energia.

7. OBTENÇÃO DE DADOS PRELIMINARES

Consiste na obtenção de dados que irão subsidiar o projetista na escolha da melhor

solução para cada caso, bem como possibilitar a confecção do mesmo.

Caso o projeto seja elaborado pela concessionária, esses dados poderão ser obtidos

através do Sistema de Informação Geográfica.

7.1. Mapas e Plantas

Caso o projeto seja elaborado pela concessionária, deverá ser utilizado como base o

Sistema de Informação Geográfica

No caso de novos loteamentos ou áreas ainda não mapeadas, devem ser obtidos

mapas precisos com as coordenadas geográficas e amarradas com o arruamento existente

e já mapeadas.

Em qualquer projeto de terceiros com extensão de rede seja ela de BT e/ou MT, é

necessária a apresentação do arquivo digital georreferenciado.

No caso dos projetos desenvolvidos pela própria Concessionária, deverá ser tomado

como base o próprio sistema georreferenciado.

7.2. Levantamento da Carga e Determinação de Demandas

Consiste no levantamento da carga quando necessário, dos consumidores primários

e secundários, medições necessárias de carga, verificação das condições locais para

estimativa de crescimento (histórico e perspectivas), e determinação de demandas atuais e

projetos de demandas futuras de todos os outros consumidores, existentes e potenciais.

7.3. Determinação de Demanda nas Unidades Consumidoras já Ligadas

7.3.1 - Rede Primária


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A demanda da Rede Primária será determinada de acordo com os dados elétricos

dos circuitos de Média Tensão existentes, levantados em campo, ou no caso da

Concessionária através do Sistema de Informação Geográfica.

7.3.2 - Rede Secundária

A demanda da Rede Secundária será determinada de acordo com os dados elétricos

dos circuitos de Baixa Tensão existentes levantados em campo e aplicando as tabelas 01 e

02, ou no caso da Concessionária através do Sistema de Informação Geográfica e

Medições.

7.4. Determinação de Demandas para Novas Unidades Consumidoras

Os critérios serão conforme demanda e carga instalada do projeto, seguindo-se o

estabelecido nesta norma e conforme NDUs 001, 002 e 003.

7.4.1 - Rede Secundária

a) Consumidores Ligados a 4 Fios

As demandas máximas deverão ser determinadas individualmente, de acordo com os

métodos constantes nas tabelas 01 e 02.

A determinação do horário de ocorrência dessa demanda máxima (curva de carga)

bem como valor da demanda do consumidor no horário de ponta do transformador, deve ser

feita levando-se em conta as características de funcionamento da(s) carga(s) do

consumidor(es).

b) Edificações de Uso Coletivo

As demandas máximas também serão determinadas individualmente.

c) Consumidores Ligados a 2 e 3 Fios

A demanda máxima para o conjunto de consumidores de cada circuito secundário

poderá ser determinada de acordo com o seguinte processo:

- Estimativa através da demanda diversificada conforme tabela 02.

7.4.2 - Rede Primária

A determinação das cargas para dimensionamento da rede primária será feita

basicamente do seguinte modo:

a) Cargas concentradas


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Consumidores com carga instalada acima de 75kW, ou edificações de uso coletivo

com demandada superior a 225kVA no caso da Energisa Minas Gerais, Energisa Tocantins

, Energisa Sul Sudeste, Energisa Mato Grosso do Sul e Energisa Sergipe, 300kVA no caso

da Energisa mato Grosso, e Energisa Nova Friburgo e 45kVA no caso da Energisa

Paraíba e Energisa Borborema:

a.1) Edificações de Uso Coletivo

Determinação da demanda conforme NDU-003.

a.2) Consumidores Industriais e comerciais

Pode-se determinar a demanda das seguintes formas:

Através dados de faturamento de consumidores do mesmo ramo de atividade

conforme tabela 01, item 2.

Estimativa a partir da carga instalada:

Cinst = carga instalada em kVA

FDmáx. = fator de demanda máxima, conforme tabela n.º 03.

b) Cargas distribuídas

Terão suas demandas determinadas a partir do fator de demanda máxima e

capacidade instalada em transformador, conforme estabelecido a seguir:

Obter medição do alimentador ou trecho da rede primária em estudo; seja DMM o

valor da Demanda Máxima Medida, em kVA.

Obter a Demanda Máxima das cargas concentradas, coincidente com a ponta de

carga do alimentador ou da parte da rede primária considerada; seja DMC este valor.

Obter a Demanda Máxima das Cargas Distribuídas pela fórmula:

Dmáx. = Cinst x FDmáx.

DMD = DMM - DMC


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8. LOCAÇÃO DE POSTES

Consiste na locação física dos postes, observando-se os requisitos de espaçamento,

segurança, grau de iluminamento mínimo, estética, etc.

8.1. Marcação

A marcação física da posição dos postes segue os critérios básicos abaixo indicados:

Havendo passeio ou meio fio, os postes são locados através de um triângulo

vermelho, pintado no passeio ou no meio fio.

Neste caso o alinhamento é dado pelo próprio meio fio, conforme desenho 005 da

NDU-004.

Não havendo passeio ou meio fio, os postes são locados através de piquetes de

madeira, pintados de vermelho na sua extremidade superior e ainda, se possível, deixar

pintada alguma testemunha (muro, mourão, cerca, árvore, etc.).

Neste caso há necessidade de definição do alinhamento do meio fio, sempre com a

participação da área competente da Prefeitura do Município onde será implantado o projeto,

nos casos de loteamentos, conjuntos habitacionais e condomínios a definição do

alinhamento é de responsabilidade do empreendedor.

8.2. Localização

A localização dos postes, ao longo das ruas e avenidas, deve ser escolhida levando-

se em conta os seguintes aspectos:

a) O projetista deve sempre avaliar o efeito da rede proposta no meio ambiente onde

será construída, procurando sempre minimizar ou eliminar os aspectos que

possam interferir diretamente no desempenho do fornecimento de energia elétrica

e evitando desmate de árvores e demais formas de vegetação. Os postes devem

ficar do lado da rua onde houver menos arborização, devendo ser implantados

sempre que possível do lado oposto da rua em relação às árvores ou em relação

às árvores de maior tamanho no caso de arborização bilateral.

Quando possível, deverá realizar a posteação nas calçadas lado do sol poente,

ficando reservadas as calçadas do lado oposto para futura arborização de porte


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médio. O desenho abaixo fornece as regras para localização dos postes e das

árvores em função do seu porte.

b) Sempre locar na divisa dos lotes, quando não for possível, verificar melhor

posicionamento com relação à frente do terreno.

c) Os postes deverão ser locados de tal forma que se garanta o comprimento do

ramal de ligação de no máximo 40 (quarenta) metros nas redes secundárias.

d) Procurar locar prevendo-se futuras extensões, para evitar remoções

desnecessárias.

e) locação de postes em frente a portas, janelas, sacadas, garagens, marquises,

anúncios luminosos, etc..

f) Evitar que a posteação passe do mesmo lado de praças, jardins, igrejas, templos

e postos de gasolina que ocupam grande parte da quadra.

g) Verificar junto aos órgãos municipais, planos futuros de urbanização, em especial

a possibilidade de plantio de árvores.

h) Verificar a possibilidade de arrancamento na estrutura, função do esforço dos

cabos em relação ao perfil da rua.


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i) Tomar cuidado com as possíveis tubulações subterrâneas de água, esgoto, rede

telefônica, galerias de águas pluviais, gás, etc. quando assinaladas em planta. Quando não

assinalados tais locais devem ser evitados, na locação de campo.

j) Quando não for possível a instalação de um único poste na esquina, por razões

de segurança, desalinhamento pronunciado na posteação e impossibilidade de manter o

menor espaçamento entre postes, devem ser previstos os cruzamentos ou derivações

conforme desenhos 01 e 02. Na Energisa Sergipe, Energisa Paraíba e Energisa

Borborema não é permitida a instalação de cruzamento aéreo (flying tap) na rede primária e

secundária.

k) Existindo desnível acentuado no terreno em cruzamento de ruas/avenidas, os

postes devem ser locados preferencialmente nas esquinas. Não sendo possível, a distância

máxima entre o eixo do poste e o ponto de cruzamento da rede não deve ser superior a 5 m.

l) A distância do eixo do poste ao meio fio é definida no desenho 05 da NDU-004.

m) Evitar, quando possível, posteação em rotatórias e em curvas de ruas e avenidas.

n) Em lados de rua com arborização existente de grande porte, jardins ou praças

públicas; quando a posteação tiver que ser colocada em calçadas com arvores,

deve-se procurar locar pelo menos a 5 metros dos troncos das mesmas,

especialmente se houver transformador ou outros equipamentos projetados.

8.3. Disposição

A disposição pode ser unilateral ou bilateral.

a) Em ruas com até 15 metros de largura, incluindo-se o passeio, os postes deverão

ser locados de um mesmo lado (disposição unilateral) observando-se a sequência da rede

existente. A mudança de lado da posteação numa mesma rua, somente deve ocorrer em

casos excepcionais, para atender principalmente o aspecto de segurança, onde não for

possível se obter os espaçamentos recomendados.

b) Em ruas com larguras superiores a 15 metros, os postes deverão ser locados dos

dois lados da rua (disposição bilateral).


16

c) A disposição escolhida deve permitir atender aos requisitos de qualidade de

iluminação pública (ver item 9.3.8) e atender aos consumidores dentro das exigências

previstas nas normas NDU 001, 002 e 003.

NOTA: Na Energisa Tocantins e Energisa Sul Sudeste não será aceito o “cruzamento de

rua – passeio reto” e “derivação de rua – passeio reto”.

8.4. Vão

O vão entre os postes irá variar de acordo com a configuração da rede e do perfil do

terreno, sendo tomados como base os seguintes vãos máximos:

VÃO MÁXIMO (m)

Configuração Vão Máximo (m)

MT (Nua) sem BT 80

MT (Nua) com BT

40 MT (compacta) com ou sem BT

Somente BT

Onde esta configuração não for possível, é necessária uma análise prévia do projeto

pela Concessionária.

8.5. Outros Cuidados a Serem Observados Durante a Locação

Durante a locação são anotados, na planta, detalhes necessários ao projeto tais

como:

a) Estrutura primária e ou secundaria a ser usada.

b) Afastamento mínimo da rede primária, secundária e comunicação, conforme

tabela 20.

c) Desnível para conexões aéreas.

d) Concretagem de poste.

e) Saídas de ramais aéreos e subterrâneos.

f) Derivações para consumidores a serem ligados no primário.


17

g) Instalação de equipamentos em postes perto de janelas, sacadas, etc..

h) Levantamento de travessias.

i) Altura de linhas de comunicação nos cruzamentos com a rede.

j) Localização do padrão de entrada de energia.

k) Estado físico do arruamento.

l) Pedidos de serviço/ligação.

m) Interferência com arborização.

n) Reparo de calçadas pavimentadas.

o) Braço de iluminação pública.

p) Interferência com redes de água e esgoto e gás natural.

q) Identificação de pontos de referência (equipamentos com códigos da

concessionária, exemplo: chaves, transformadores, etc.).

8.6. Afastamentos Mínimos

As distâncias entre a rede elétrica e as construções, fachadas, letreiros, luminosos,

reformas, etc., devem ser avaliadas prevendo futuras ampliações destas e o futuro

afastamento das redes elétricas, evitando condições inseguras, bem como gastos futuros

com remoção e interrupções de energia. Os afastamentos mínimos para as redes

secundárias isoladas e para redes primárias convencionais (condutores nus) ou compactas

(condutores cobertos) conforme tabelas 20 a 23 desta norma e desenhos 001 a 010 e 112

da NDU-04.

9. DIMENSIONAMENTO ELÉTRICO

Consiste na definição da configuração, carregamento e seção dos condutores da

rede primária e secundária, características da iluminação pública, localização e

carregamento de transformadores, definição e coordenação da proteção e seccionamento

da rede primária.


18

9.1. Rede Primária

9.1.1 - Definição Básica

A rede primária será trifásica a 3 fios.

9.1.2 - Tipos de Redes

a) Rede com condutores nus (convencional), utilizada na área de concessão da

Energisa Tocantins (apenas 34,5 kV), Energisa Mato Grosso, Energisa

Borborema, Energisa Paraíba e Energisa Sergipe;

b) Rede com condutores protegidos (rede compacta), utilizada na área de

concessão da Energisa Nova Friburgo, Energisa Minas Gerais, Energisa

Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa

Borborema, Energisa Paraíba, Energisa Sergipe e Energisa Sul Sudeste.

9.1.3 – Aplicação

As redes compactas aplicam-se a sistemas de distribuição urbanos, onde são

verificados os seguintes problemas:

a) Desligamentos provocados por interferência da arborização com a rede;

b) Desligamentos provocados por descargas atmosféricas;

c) Locais de frequentes ocorrências de objetos lançados à rede;

d) Congestionamentos de estruturas;

e) Podas drásticas de árvores;

f) Saída de alimentadores das Subestações (alternativa técnico-econômica).

g) Em derivações de redes compactas com até 150 metros (alternativa técnico-

econômica).

Demais casos pode-se adotar a rede com condutores nus (convencional), desde que

esse tipo de rede seja utilizada pela concessionaria conforme item 9.1.2.

9.1.4 - Níveis de Tensão

O nível de tensão na rede primária, de acordo com a legislação em vigor, admite uma

variação no ponto de entrega, em relação à tensão nominal de + 5 % e – 7 %.


19

Em condições normais de operação, o sistema deverá operar na faixa adequada.

9.1.5 - Configuração Básica, Trajeto e Faseamento

a) Configuração Básica

Os alimentadores deverão ser radiais, constituídos de um tronco principal que,

partindo da subestação de distribuição, alimentará os diversos ramais.

O tronco do alimentador será sempre trifásico.

Verificar se existe algum critério de comprimento da rede para solicitação de análise

de viabilidade.

b) Trajeto

Para a escolha do trajeto de uma rede de distribuição, deverão ser observados os

seguintes aspectos:

O tronco do alimentador deverá passar o mais próximo possível do centro da

carga.

As avenidas ou ruas, escolhidas para o trajeto, deverão estar bem definidas.

Os ramais derivados do tronco do alimentador, deverão ser projetados de tal

maneira que sejam os menos carregados e extensos possível.

Os trajetos dos ramais deverão ser planejados de forma a evitar voltas

desnecessárias nos quarteirões.

Evitar, sempre que possível, ruas de tráfego intenso.

Evitar, sempre que possível, circuito s duplos (rede convencional).

Prever-se interligação, entre alimentadores diferentes, para as contingências

operativas do sistema.

O caminhamento deve ser seguido, preferencialmente, do lado não arborizado

das ruas ou avenidas (rede nua), observando-se o norte magnético e os desníveis do

terreno.

Manter, em relação a sacadas e marquises, a distância recomendada em norma.


20

No caso da rede de distribuição atravessar áreas arborizadas ou de grande

agressividade poluente o projeto deverá prever redes com cabos protegidos.

c) Faseamento

A sequência de fases na saída da Subestação será, considerando-se o

observador de costas (de frente Energisa Mato Grosso do Sul) para o pórtico de saída, a

seguinte:

Placa Vermelha Fase A (esquerda)

Placa Azul Fase B (centro)

Placa Branca Fase C (direita)

A confirmação do faseamento, nas saídas dos alimentadores existentes, deve ser

feito observando-se as placas indicativas instaladas no pórtico da Subestação, quando

existirem.

Em caso de interligação entre alimentadores deverá ser observada a sequência

de fases dos mesmos, a qual deverá ser sempre indicada no projeto e na execução deverá

ser verificado esse faseamento.

9.1.6 - Condutores Utilizados

a) Tipo e Seção

Os condutores a serem utilizados nos projetos de rede primária serão de alumínio

(CAA), cujas características básicas estão indicadas nas tabelas 23 e 25. Deverão ser

utilizadas as seguintes seções: 2 AWG, 1/0 AWG, 4/0 AWG e 336,4 MCM para rede

convencional e cabos protegidos de 50, 120 e 185mm² para redes compactas.

b) Carregamento

O dimensionamento dos condutores de uma rede primária deve ser feito observando-

se os seguintes pontos básicos:

Máxima queda de tensão admissível, em condições normais e de emergência.

Capacidade térmica dos condutores, considerando-se o carregamento em

condições normais (corrente admissível a 30ºC ambiente + 40ºC de elevação) e de

emergência (corrente admissível a 30ºC ambiente + 70ºC de elevação).


21

De acordo com os critérios de seccionamento e manobra, o carregamento máximo

de tronco de alimentadores interligáveis deverá ser de 60% em relação à sua capacidade

térmica, para localidades com mais de 2 alimentadores, e 50% para localidades com 2

alimentadores.

9.1.7 - Equilíbrio de Carga

O desequilíbrio máximo permissível em qualquer ponto de um circuito primário é de

15 %.

9.1.8 - Queda de Tensão e Correção dos Níveis de Tensão

a) Queda de tensão primária é a queda compreendida entre o barramento da

Subestação e o ponto mais desfavorável onde se situa o último transformador de

distribuição ou o último consumidor primário.

De acordo com a Legislação em vigor, a queda de tensão máxima no atendimento a

consumidor primário é de 5 % (cinco por cento), com relação à tensão nominal do sistema.

O cálculo desse segmento da rede deverá ser feito na planilha de cálculo de queda

de tensão, com o auxílio dos coeficientes de queda de tensão e com base no traçado da

rede primária e bitola do condutor, calcula-se a queda de tensão considerando a carga

estimada no fim do horizonte de projeto.

b) Nos grandes projetos de reforma e extensão de rede, devem ser cuidadosamente

analisados os critérios utilizados para correção ou regulação de tensão.

Caso o nível de tensão fique abaixo do nível adequado, devemos verificar se o

problema pode ser resolvido com transferência de carga de um alimentador para outro com

simples operação de chave, ou revisão de ajustes de equipamentos de regulação

existentes, ou equilíbrio de carga.

c) O limite máximo de queda de tensão para projeto é de 3%.

9.1.9 - Interligação

Na definição de critérios de interligação, deve-se distinguir interligação entre os

troncos de alimentadores e entre ramais.

Ao se projetar estas interligações, considerar o atendimento aos seguintes requisitos:


22

Transferência de toda a carga de um alimentador para alimentadores vizinhos,

com o menor número de manobras de transferências possíveis.

Transferência de carga em excesso de uma Subestação para outra vizinha, de

acordo com o planejamento elétrico da localidade.

Carga em excesso de uma Subestação é a diferença entre sua demanda e a

capacidade firme, no caso da perda, da maior unidade transformadora.

Para cumprir os requisitos acima, em localidades servidas por mais de um

alimentador, em cada um deve ser previstas no mínimo, duas interligações do tronco, de

preferência com alimentadores diferentes.

Os critérios para localização das chaves estão indicados no desenho 03.

A primeira interligação (no início do alimentador) deverá permitir a transferência de

carga entre alimentadores da mesma Subestação.

A segunda interligação (no meio do alimentador) deverá permitir, preferencialmente,

a transferência de carga entre alimentadores de Subestações diferentes.

Durante as operações de transferência de carga, deverão ser observados os limites

máximos de queda de tensão, o limite térmico dos condutores e os ajustes dos

equipamentos de proteção (Religador ou Disjuntor) dos alimentadores da subestação.

Além das interligações citadas acima, poderão ser previstas, também, interligações

entre ramais que atendam consumidores especiais, de modo a transferir parte da carga de

um ramal para outro em condições de manobra, quando então os dispositivos de proteção

de ambos os ramais deverão suportar esta transferência.

9.1.10 - Seccionamento

O seccionamento projetado deve prever a complementação dos recursos operativos

necessários após a conclusão do projeto de proteção. Deve-se proceder a uma análise

criteriosa da localização e dos tipos de chaves a serem utilizados, de modo a assegurar

maior eficiência na continuidade e segurança no fornecimento de energia.

Serão utilizadas as chaves seccionadoras unipolares de 400 A, para 15 kV, 25 kV e

34,5kV com gancho para abertura em carga tipo “Loadburster”, e chaves de transferência


23

automática comandadas à distância. As chaves com isolamento para 15 kV só poderão ser

utilizadas após o limite de 0,5 km da orla marítima.

A localização das chaves deve ser definida usando a minimização do tempo e das

áreas afetadas pela interrupção, durante os serviços de manutenção ou situações de

emergência, bem como nos casos de transferência de carga de um alimentador para outro,

nas interligações.

As chaves seccionadoras devem ser previstas onde não for possível a instalação de

dispositivo de proteção (seja por problema de nível de curto-circuito ou de coordenação),

nos troncos de alimentadores, nos pontos de interligação e ao longo dos mesmos, de tal

forma a dividi-los, normalmente, em quatro ou seis trechos, de cargas aproximadamente

iguais. Deve-se instalar as chaves em locais de fácil acesso e identificação.

Na transição da Rede Nua para a Rede compacta é facultada a utilização de chaves

seccionadoras. Quando adotadas, podem ser instaladas na própria estrutura de transição,

havendo impossibilidade para tal, esta deverá ser instalada em estrutura imediatamente

anterior ou posterior a transição.

Os critérios e o esquema básico de seccionamento e proteção estão mostrados nos

desenhos 04 e 05.

Ramais longos, de uma forma geral, deverão ser seccionados aproximadamente de 5

em 5 km por chaves faca, chaves fusíveis, ou outros equipamentos, conforme estudos

específicos.

Nas empresas Energisa Paraíba e Energisa Borborema chaves facas devem ser

instaladas nos troncos dos alimentadores a cada 2 km, aproximadamente.

9.1.11 - Proteção Contra Sobrecorrentes

As diretrizes detalhadas de proteção, incluindo critérios de instalação,

dimensionamento, ajustes e coordenação de equipamentos de proteção, constam na Norma

de Proteção da Distribuição - NDU 017. As principais diretrizes estão resumidas a seguir:

a) Critério de instalação


24

Os critérios orientativos a seguir descritos estão indicados na tabela 04:

Na saída de alimentadores nas Subestações de distribuição:

- Religadores ou equipamentos com proteção de terra, nos circuitos alimentadores

onde se deseja coordenação ou seletividade com os demais equipamentos de proteção

instalados na rede.

Nos troncos de alimentadores:

Em troncos interligáveis normalmente não devem ser previstos dispositivos de

proteção. Quando necessário devem ser usados:

- Religador de linha: em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas

a falhas transitórias, cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada

através de dados estatísticos.

- Seccionalizador: ao longo do alimentador, após cargas cuja continuidade de

serviços seja desejada.

Nos ramais e sub-ramais:

- Religador de linha: em circuitos longos onde se deve criar zonas de proteção,

através de ajustes apropriados, devido aos níveis de curto-circuito.

- Seccionalizador: em redes de distribuição onde se deseja suprir áreas sujeitas a

falhas transitórias, cuja probabilidade elevada de interrupção tenha sido constatada através

de dados estatísticos.

- Chave fusível: em ramais, os elos fusíveis instalados, em serie, devem obedecer

a coordenação, seletividade e sensibilidade do trecho.

Recomenda-se instalar chave-fusível nos seguintes pontos:

No início dos ramais com extensões até 300m, que possuem apenas um

transformador, dispensando a instalação da chave no ponto de transformação, desde que

exista visualização do ponto de transformação a partir do ponto de derivação. Na Energisa

Tocantins todos os transformadores deverão ter chaves no ponto de transformação

Em locais de grande arborização ou grande incidência de pipas, etc..

Após cargas, cuja importância recomende maior continuidade de serviço.


25

Em alguns sub-ramais derivados de ramais longos, ou de ramais protegidos por

religadores ou seccionalizadores ou quando tenham, em sua derivação, chaves faca.

Para proteger transformadores de distribuição, deslocando a proteção quando

viável.

Em derivações monofásicas de redes trifásicas.

Como proteção de bancos de capacitores.

Para proteger os ramais de ligação em MT, conforme NDU-002.

Estrutura de entrada (tomada de corrente) de Loteamentos, condomínios, etc. com

potência de transformação instalada até 1000 kVA (11,4 e 13,8 kV) e 2000 kVA em 22

ou 34,5 kV

b) Escolha das Chaves-Fusíveis

As chaves fusíveis projetadas deverão estar de acordo com as chaves padronizadas

pelas ENERGISA na norma de Padrões de Materiais NDU-010, observando-se o seguinte

aspecto:

Deve ser seguido o mesmo critério na escolha da tensão nominal de isolamento

que o utilizado para as chaves seccionalizadoras.

c) Dimensionamento e Ajustes

Para proteção de ramais com chaves fusíveis devem ser utilizados elos fusíveis,

de acordo com a tabela 05 desta norma.

O elo fusível será determinado conforme indicado a seguir:

- Para ramais exclusivamente com transformadores de distribuição e/ou prédios

residenciais ligados em MT, os elos serão determinados de acordo com a demanda (kW).

- Ramal com transformadores trifásicos: conforme a tabela 07, considerando:

1. Carga: IN (elo-fusível) > Icarga, considerar sempre que possível a evolução do

sistema para 3 anos.

2. Coordenação: Os elos-fusíveis deverão estar coordenados entre si e para o valor

da máxima corrente de curto circuito no ponto de instalação do elo fusível protetor.


26

3. Sensibilidade: A corrente nominal do elo fusível deve ser menor ou igual à quarta

parte da corrente curto-circuito fase-terra mínimo no fim do trecho protegido pelo fusível.

4. O elo-fusível deverá suportar a corrente transitória de magnetização durante, pelo

menos 0,1 s.

- Nas derivações para atendimento à consumidores em MT os elos são

dimensionados a partir da demanda do consumidor, de acordo com a tabela 05, exceto

quando se tratar de alimentador exclusivo para um consumidor.

- Nos transformadores de distribuição os elos são dimensionados a partir da

capacidade do transformador, de acordo com as tabelas 06 e 07.

- Nos bancos de capacitores, os elos deverão ser dimensionados de acordo com a

tabela 08.

9.1.12 - Proteção Contra Sobretensões

Os para-raios de média tensão devem ser instalados próximos das buchas primárias

do equipamento a ser protegido.

Deverão ser projetados nos seguintes pontos:

Em estruturas que contenham reguladores, religadores, seccionalizadores e

chaves facas normalmente abertas (NA), nos lados fonte e carga. Exceto nas Energisa

Mato Grosso do Sul, Energisa Tocantins e Energisa Sul Sudeste onde não é instado para-

raios em chaves facas NA.

Banco de capacitores.

Transição de rede aérea para subterrânea ou vice-versa.

Transformadores de distribuição.

Em transição de rede convencional para rede protegida ou vice-versa.

Em transição de RDU para RDR ou vice-versa.

Opcional, em todo final de rede.

Deverão ser projetados para-raios de baixa tensão, em saídas de

transformadores que possuam rede distribuição secundária, que atenda unidade

consumidora, conforme desenho 117 da NDU-004.


27

9.1.13 - Aterramento

O aterramento da rede de distribuição obedecerá aos seguintes critérios:

Utilizar hastes de terra de aço cobreado de 2400mm x 5/8” com cabo de aço

cobreado de 3 x 9 AWG (obrigatório para municípios com orla marítima) ou hastes de terra

tipo cantoneira de aço galvanizado de 2400mm x 25mm e cabo de aço de 1/4”.

Todos os para-raios e carcaças dos religadores, seccionalizadores, reguladores,

capacitores e dos transformadores terão o condutor do aterramento interligado ao neutro da

rede, com uma malha de no mínimo 3 (três) hastes e a resistência do aterramento atingir os

valores conforme NDU 007, conforme desenho 120 e 121 da NDU-004.

A ligação do condutor neutro, dos para-raios e das carcaças dos equipamentos a

serem protegidos à terra, deverá ser comum e estar conectada ao condutor de aterramento.

O condutor neutro deverá ser contínuo, multiaterrado e conectado à malha da

Subestação.

Em redes de distribuição, o neutro deve ser aterrado em intervalo de

aproximadamente 300m, com 3 (três) hastes de terra, conforme desenho 120 e 121 da

NDU-004 de modo que nenhum ponto da rede se distancie mais de 200 m de um ponto de

aterramento.

Todo fim de rede e nos pontos de abertura de circuitos (divisão de área/setor) ,

terá o seu neutro aterrado com uma malha de, no mínimo, 1 (uma) haste e a resistência do

aterramento atingir os valores conforme NDU 007.

É necessária a conexão do estai ao condutor neutro. Não aplicado na Energisa

Mato Grosso do Sul quando o estai é de contra poste ou de ancora.

Nas redes compactas o cabo mensageiro deverá estar interligado ao neutro da

BT.

NOTA: Aterramento Temporário em rede protegida - nos circuitos primários com

cabos cobertos, em intervalos de aproximadamente 300 (trezentos) metros, deverá ser

instalados estribos para conexão do conjunto de aterramento temporário quando da

execução de serviços de manutenção com a rede desenergizada. Os pontos de


28

aterramento preferencialmente serão os estribos dos transformadores. Nos trechos de rede

compacta onde não existam transformadores instalados ao longo da faixa dos 300 metros,

deverão ser instalados estribos de espera para aterramentos.

9.1.14 - Miscelânea

Isolador de Pino

a) Isolador antipoluição multicorpo (RT-15):

Terão sua utilização exclusiva na orla marítima da área de concessão da Energisa

Sergipe, até 1 km distante perpendicularmente à orla e em áreas onde exista poluição

industrial.

b) Isolador Pilar de porcelana:

Para Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa

Sul Sudeste, Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais terão sua

utilização em redes convencionais (nuas). Na área de concessão da Energisa

Paraíba será utilizado isolador de 25 kV até 500 metros da orla. Entre 500

metros e 2 km utilizar isoladores de 15 kV.

c) Isolador de polimérico:

Terão sua utilização na área de concessão da Energisa Borborema e na Energisa

Paraíba terão sua utilização nos casos não enquadrados na letra b, na Energisa Sergipe,

deverá ser usado nos casos não enquadrados na letra a.

Em todas as distribuidoras terão sua utilização nas redes compactas.

NOTA: O isolador polimérico quando usado na rede convencional (nua), terá que ser

instalado acompanhado do coxim.

Conexões

Nas redes primárias serão utilizados os conectores a compressão Tipo H, nas

empresas Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais e conectores de derivação Tipo

Cunha na Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul

Sudeste, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba; aplicados com o uso

de ferramenta própria e com cartucho adequado. No caso da rede compacta este conector

deverá ser aplicado com capa de proteção.


29

Em todas as conexões nos condutores fases com cabo coberto, é necessário o

restabelecimento da cobertura do cabo.

Nas conexões de neutro da rede serão utilizados conectores a compressão Tipo “H”

na Energisa Nova Friburgo e Energisa Minas Gerais e conectores Tipo “Cunha” na Energisa

Sergipe, Energisa Tocantins, Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul

Sudeste, Energisa Borborema e Energisa Paraíba.

Onde houver necessidade de se instalar o grampo de linha viva deverá ser utilizado o

conector estribo.

Emendas

Quando forem necessárias emendas nos condutores das redes de distribuição, em

MT ou BT a concessionária deverá ser consultada.

Alças pré-formadas

As alças adotadas para condutores de alumínio serão de aço galvanizado e aço

aluminizado, devendo esta última ser utilizada em toda área de concessão da Energisa

Sergipe, Energisa Borborema e Energisa Paraíba.

Espaçadores Losangular

Na instalação dos espaçadores em intervalos regulares ao longo do vão conforme

desenhos 74,76 e 77 da NDU-004 deverão ser adotados os seguintes critérios:

- Em estruturas ancoradas ou com instalação de equipamentos de manobra serão

instalados a 10m aproximadamente, á direita e a esquerda do poste.

- Ao longo do vão serão instalados em intervalos de 7 a 11m, obedecidas as

condições anteriores.

Separador vertical

Terá sua utilização na rede compacta, com a finalidade de permitir a conexão de

circuitos no meio de vãos, conforme desenho 76 da NDU-004, exceto para Energisa

Paraíba, Energisa Borborema e Energisa Mato Grosso do Sul, Cruzamentos com

conexão.


30

- No cruzamento entre redes convencionais (cabos nus), o ramal deverá sempre

passar no nível inferior ao tronco da rede.

- No cruzamento entre redes convencionais (cabos nus) e redes compactas (cabos

protegidos), esta última deverá sempre passar no nível superior.

- No cruzamento entre redes compactas (cabos protegidos) as mesmas deverão

passar em disposição vertical fazendo uso do separador e no mesmo nível.

NOTA: Na Energisa Paraíba e Energisa Borborema não são permitidas cruzamentos

com conexão aérea (flying-tap).

Tipos de conexão e amarração

- Conexão/amarração para rede convencional conforme desenhos 39 a 43 da

NDU- 004.

- Conexão/amarração para rede protegida conforme desenhos 74 a 88 da NDU-

004.

9.2. Transformador de Distribuição

Serão utilizados transformadores trifásicos conforme padronização da norma NDU-

008.

9.2.1 - Potências Padronizadas

As potências nominais, padronizadas para transformadores de distribuição para

postes a serem utilizados em redes aéreas urbanas, são as seguintes:

Transformadores trifásicos: 15; 30; 45; 75; 112,5; 150; 225 e 300 kVA, sendo este

último somente para Energisa Sul Sudeste, Energisa Paraíba, Energisa Borborema e

Energisa Nova Friburgo.

Os transformadores trifásicos de 112,5, 150, 225 e 300 KVA devem ser utilizados

em áreas tipicamente comerciais, industriais ou nos casos de atendimento a múltiplas

unidades.

Nota: Na área de concessão da Energisa Sergipe, os transformadores com classe de

15kV deverão possuir as buchas de média tensão classe 25kV.

9.2.2 - Dimensionamento


31

Os transformadores deverão ser dimensionados de tal forma a minimizar os custos

anuais de investimento inicial, substituição e perdas, dentro de um horizonte considerado

adequado, conforme desenho 06.

Carregamento

O carregamento máximo dos transformadores deverá ser fixado em função da

impedância interna, perfil de tensão adotado e levando-se também em conta os limites de

aquecimento, sem prejuízo da sua vida útil conforme os desenhos 06, 07 e 08. Os valores

da queda de tensão interna dos transformadores de distribuição estão na tabela 09.

9.2.3 - Localização

A instalação de transformadores deve atender, no mínimo, aos seguintes requisitos

básicos:

a) Estar tanto quanto possível no centro de carga.

b) Estar próximo às cargas concentradas, principalmente as que possam ocasionar

flutuações de tensão.

c) Localizado de tal forma que as futuras relocações sejam minimizadas.

d) Localizado em locais de fácil acesso, visando facilitar a operação e substituição.

e) Não instalar em esquinas. Em casos específicos consultar a concessionária.

9.2.4 - Proteção Contra Sobrecorrentes

A proteção de transformadores contra sobrecorrentes deve ser feita através da

instalação de chaves fusíveis cujos elos fusíveis estão definidos nas tabelas 06 e 07.

9.3. Rede Secundária

O dimensionamento elétrico de um circuito de distribuição em Baixa Tensão é feito

verificando-se os 02 (dois) parâmetros principais, a saber: queda de tensão e o limite

térmico dos cabos. Os comprimentos usuais das redes secundárias fazem com que, na

maioria dos casos, seja suficiente o cálculo de queda de tensão; no entanto, em casos

especiais de circuitos muito curtos (cargas elevadas), é necessário fazer a verificação do

limite térmico. Não são feitas restrições quanto às perdas nos projetos de redes

secundárias, porque os limites de queda de tensão estabelecidos são suficientes para

restringir as perdas a níveis aceitáveis.


32

9.3.1 - Definição

A rede secundária deverá ser alimentada por transformadores trifásicos

9.3.2 - Níveis de Tensão

As faixas de tensão favorável e tensão tolerável permitida estão definidas nas

tabelas 10 e 11.

9.3.3 - Configuração Básica

A configuração da rede secundária dependerá basicamente das condições de projeto

em virtude do traçado das ruas e densidade de carga, buscando-se sempre a otimização

técnico-econômica.

9.3.4 - Condutores Utilizados

Os condutores a serem utilizados nos projetos de rede secundária serão cabos de

alumínio multiplexados, com condutores fase em alumínio isolados em polietileno (XLPE-

90°C) para 0,6/ 1 kV e condutor mensageiro (neutro) nu em liga de alumínio, nas seguintes

formações, cujas características básicas estão indicadas nas tabelas 28 e 29.

Circuitos monofásicos (2 fios) - (Energisa Mato Grosso, Energisa Nova Friburgo,

Energisa Borborema e Energisa Paraíba)

- 2 x 1x 25 + 25 mm²

- 2 x 1x 35 + 35 mm2

Circuitos bifásicos (3 fios) - (Energisa Tocantins, Energisa Sul Sudeste, , Energisa

Minas Gerais e Energisa Sergipe)

- 2 x 1 x 25 + 25 mm²

- 2 x 1 x 35 + 35 mm²

Circuitos trifásicos (4 fios)

- 3 x 1 x 35 + 35 mm²

- 3 x 1 x 70 + 70 mm²

- 3 x 1 x 120 + 70 mm²

- 3 x 1 x 185 + 120 mm²


33

NOTA: Utilização de cabo multiplex com neutro isolado de 35 (35), 70 (70) e 120

(70) ou (120) mm2 e utilização de alça de aço aluminizado para as empresas Energisa

Paraíba, Energisa Borborema e Energisa Sergipe em áreas litorâneas.

Formação

O cabo completo compreende:

a) 2 ou 3 condutores fase, constituídos por fios de alumínio, de seção circular,

recobertos por uma camada isolante;

b) Condutor neutro (mensageiro) será nu, formado por fios de liga de alumínio de

seção circular ou neutro isolado em áreas litorâneas.

Identificação

A isolação dos todos os condutores fase deve ser marcada, de forma legível e

indelével, em intervalos regulares de 500 mm, com as seguintes informações mínimas:

a) Nome e/ou marca comercial do fabricante;

b) Tensão de isolamento (0,6/1kV);

c) Material de isolação (XLPE);

d) Ano de fabricação.

Nos cabos com mais de um condutor por fase, cada uma delas deve ser diferenciada

conforme tabela a seguir, desde que essa marcação não interfira na identificação dos

condutores:

Condutor Cores

Fase 1 (A) Preta

Fase 2 (B) Cinza

Fase 3 (C) Vermelha

Neutro (quando isolado) Azul-clara


34

Dimensionamento de Condutores

Critérios gerais:

A rede secundária deverá ser dimensionada de tal forma a minimizar os custos de

investimento inicial, ampliações e modificações dentro do horizonte de projeto,

considerando a bitola mínima recomendada para o condutor tronco em função da

ampacidade, de acordo com a tabela 12.

Importante:

- Na elaboração do projeto, deve-se atentar para os critérios relativos à máxima

queda de tensão admissível, levando-se em conta o crescimento vegetativo para o local.

- No dimensionamento elétrico deve-se considerar que o atendimento ao

crescimento da carga será feito procurando-se esgotar a capacidade de corrente dos

condutores e a máxima queda de tensão permitida.

9.3.5 - Queda de tensão

Queda de tensão secundária é a queda compreendida entre os bornes secundários

do transformador de distribuição e o ponto de maior valor distância x corrente, conforme

desenhos 07 e 08.

O horizonte de projeto deverá ser de 12 anos e os valores das máximas quedas de

tensão no final deste horizonte limita-se a:

- Rede secundária monofásica: 3 %

- Rede secundária bifásica: 3 %

- Rede secundária trifásica: 3 %

Para o cálculo de queda de tensão deve ser usado o formulário constante na tabela

34. No cálculo de circuitos ou trechos em anel não é necessário que as quedas de tensão

no ponto escolhido para abertura sejam iguais, bastando que ambas sejam inferiores aos

máximos permitidos.

Os coeficientes de queda de tensão a serem empregados são os constantes nas

tabelas 31, 32 e 33.

9.3.6 - Reformas/melhoramentos e Reforço


35

Ao elaborar projetos de reformas/melhoramentos e reforço, deve-se analisar uma

área representativa, de forma a se otimizar o dimensionamento dos circuitos, mediante o

aproveitamento da potência disponível em transformadores. Isso deve ser feito analisando

não só os circuitos em questão, mas também os adjacentes, os adjacentes aos adjacentes

e assim sucessivamente, até que mediante remanejamento de carga entre circuitos, troca

e/ou deslocamento de transformadores e divisão de circuitos, se consiga atender toda uma

área dentro dos critérios técnicos - econômicos mais adequados, conforme estabelecido

nessa norma.

9.3.7 - Equilíbrio de fases

No processo de cálculo elétrico utilizado para fins de projeto de redes secundárias, a

carga deve ser considerada como equilibrada.

Aplicável a qualquer tipo de projeto (reforma/ melhoramento, extensão ou rede nova),

o estudo do balanceamento de fases no secundário de cada transformador deve ser

efetuado, uma vez que o desequilíbrio sensível de cargas provoca queda de tensão elevada

na fase mais carregada e o aparecimento de altas correntes no neutro, sobrecarregando

condutores e transformadores.

Para avaliar a influência do desequilíbrio de fases é utilizado como indicador, o índice

de desequilíbrio determinado pela expressão:

100

||%M

MF

I

IIId

3

CBA

M

IIII

IM = Corrente média das fases. IF = Corrente da fase. Id %= Índice de desequilíbrio por fase.

Se Id% de pelo menos uma das fases for maior que 15%, deverá ser feito estudo de

remanejamento dos consumidores monofásicos ou bifásicos, bem como os ramais da rede


36

de distribuição monofásicos ou bifásicos, procurando-se eliminar o desequilíbrio nos bornes

secundários do transformador. Apesar de se procurar equilibrar as cargas entre as fases,

os resultados desse balanceamento devem ser periodicamente aferidos através de

medições posteriores dos circuitos.

Critérios de projeto

Nos projetos de modificações, reformas/melhoramentos e reforço, quando o

desequilíbrio verificado for superior ao valor máximo permissível, deve ser previsto o

correspondente equilíbrio, discriminando-se as fases de cada ramal de ligação. Também

devem ser seguidos os seguintes procedimentos:

Remanejamento de cargas para circuitos adjacentes;

Remanejamento de transformadores, substituindo os sobrecarregados pelos

subcarregados, realizando isto, sempre que possível, dentro da mesma localidade.

Para os projetos de redes novas e extensões de rede, os eletricistas devem ser

orientados para procurarem distribuir convenientemente as fases nas novas ligações.

Especificar as fases, nos dois trechos, quando derivar uma rede com número de

fases menor que o da rede principal.

Preferencialmente deve-se projetar a posteação no lado oposto ao da arborização.

9.3.8 - Iluminação Pública

A responsabilidade sobre a Iluminação Pública é sempre da Prefeitura Municipal,

para projetos elétricos e execuções deve-se consultar a concessionaria.

9.3.10 - Iluminação Interna de condomínios

Para projetos elétricos e execuções deve-se consultar a concessionaria.

9.3.11 - Miscelânea

Conexões

Nas redes secundárias serão utilizados os conectores Tipo Perfuração para os

condutores fase dos ramais de ligação e rede de BT e conector Tipo Cunha para o condutor

neutro dos ramais de ligação.


37

Nas conexões de neutro da rede serão utilizados conectores a compressão Tipo H

na Energisa Nova Friburgo e na Energisa Minas Gerais e conectores Tipo Cunha na

Energisa Tocantins, Energisa Mato Grosso do Sul, Energisa Mato Grosso, Energisa Sul

Sudeste, Energisa Borborema, Energisa Sergipe e Energisa Paraíba.

Nas saídas dos transformadores, as conexões à rede secundária serão feitas através

de terminais à compressão ligados diretamente às buchas do transformador, conforme

NDU-004.

Na Energisa Tocantins, os cabos de saída do secundário do transformador para

conexão com a rede secundária isolada, devem ser de cobre isolado para 0,6/1kV, com

bitola de 95mm² para transformadores trifásicos e de 50mm² para transformadores

monofásicos, conforme mostrado na NDU 004.

Deixar uma sobra nos cabos de saída do secundário do transformador para

instalação de aparelhos de medição.

Com o objetivo de evitar a penetração de umidade, comprometendo a isolação do

condutor, todos os pontos de conexão, onde o cabo isolado for aberto, deverão ter sua

isolação recomposta com fita de autofusão + fita isolante.

As conexões dos ramais de serviços deverão ser conforme a tabela 14.

9.4. Previsão de Crescimento de Carga

Em projetos de redes novas, extensões de rede e reformas, é necessário estimar o

crescimento vegetativo da carga, de forma a otimizar o dimensionamento das redes

secundária e primária, bem como do transformador de distribuição.

Os desenhos 06, 07 e 08 apresentam os valores iniciais máximos de carregamento

para transformadores e de queda de tensão para circuitos secundários monofásicos e

trifásicos respectivamente, levando-se em consideração o índice de crescimento vegetativo

da carga e o horizonte de projeto considerado.

Esses gráficos devem ser usados para o dimensionamento dos transformadores e

dos circuitos secundários, sendo necessário ressaltar que, em função do exposto no

primeiro parágrafo deste item, o horizonte de projeto e o crescimento vegetativo adotados

devem ser valores invariavelmente pequenos, ficando sua definição pautada nos aspectos

técnicos e econômicos.


38

A escolha do transformador adequado a um determinado circuito deve obedecer aos

seguintes passos:

a) Determinar a demanda atual do circuito conforme o item 7;

b) Definir o índice de crescimento vegetat

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